CN115085155A - 海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用 - Google Patents

Abstract

海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用，通过检测母线各馈线保护安装处n时刻的暂态负序电流能量；选出同一母线中各馈线保护安装处n时刻最小暂态负序电流能量作为基准值；将同一母线各馈线保护安装处的暂态负序电流能量与基准值进行比较得到比值；根据暂态负序电流能量比值与设定阈值的关系识别故障方向；交流汇集线路的两端保护进行闭锁信号的交互，判别区、外故障。该发明通过构造负序电流能量，放大故障线路与非故障线路的负序电流幅值差异特征，实现故障线路的快速识别，可有效解决交流汇集线路因两端换流器采用负序抑制策略而故障特征微弱导致传统工频量保护动作性能下降的问题，保证海上风电经柔直送出系统安全稳定运行。

Description

海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用

技术领域

本发明属于电力系统继电保护技术领域，特别涉及海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用。

背景技术

基于模块化多电平换流器(modular multilevel converter，MMC) 的柔性直流输电系统具有谐波含量低、运行调控灵活、向无源网络提供支撑等优势，海上风电经柔直送出系统成为远海风电外送的优选方案。由于海上交流汇集线路长期处于高盐分、强腐蚀的恶劣海洋环境中，其故障率大大增加。当交流汇集线路发生故障时，由于两端连接的风电机组和海上换流站均为电力电子设备，其输出特性受限于控制策略，故障线路电流将呈现为幅值受限、相角受控的弱故障特征，故障识别难度明显增加。

目前，国内外有关海上风电柔性直流送出系统的研究对交流汇集线路故障特性及保护方面关注较少。在海上交流汇集线路故障特性的研究方面，陈鹤林等(陈鹤林等.海上风电场MMC-HVDC并网系统暂态行为分析[J].电力系统自动化，2014，38(12)：112-118.)分析了交流汇集线路的暂态故障特性，但未考虑风电场的短路电流影响。王霄鹤等(王霄鹤等.海上风电柔直系统送端电网故障过电压机理分析及抑制策略[J].高电压技术，2021，47(08)：2688-2699.)分析了风电场和海上换流站采用负序抑制策略下交流汇集线路的故障特征，得到单相接地故障和相间故障下系统故障电流为零的结论。申请号202111249880.2名称为《一种海上风电柔性直流送出系统及其控制方法》提出了海上风电经柔性直流送出系统及控制方法，但未展开汇集线路的故障特性分析。申请号202210126332.9名称为《适用于海上风电汇集线路故障的低电压穿越控制方法及应用》提出一种基于主动降压法的低电压穿越策略，但未解决汇集线路的故障线路识别难的问题。

在海上交流汇集线路继电保护的研究方面，郑黎明等(郑黎明等.海上风电接入柔直系统交流侧故障特征及对保护的影响分析 [J].电力系统保护与控制，2021，49(20)：20-32.)通过理论分析指出因电力电子设备短路电流幅值受限、相角受控，致使距离保护、电流差动保护等常规工频量线路保护存在拒动的风险。对此，郑黎明等(郑黎明，等.基于奇异值分解的海上风电接入柔直系统的交流线路保护[J].中国电机工程学报，2020，40(S1)：75-83.)提出一种基于暂态电流奇异值分解的快速保护方案，利用两侧短路电流的故障突变特征实现区内、外故障的识别，该方案不受电力电子设备控制策略的影响，但算法相对复杂，对通信依赖程度很高。由上述分析可知，关于海上交流汇集线路的保护尚未有很好的方案，亟需开展适用于海上风电交流汇集线路的继电保护方法研究。

在暂态量保护研究方面，申请号为201310107108.6名称为《一种利用复小波和ANN结合的谐振接地系统故障选线方法》通过利用复小波计算暂态零序电流的特征频带，将特征频带内各馈线的能量和中心频率对应相位采用人工智能算法ANN进行训练从而选出故障线路，但方法需要大量的样本数据，算法复杂，计算量大。申请号为 201410107301.4名称为《一种基于暂态分量的配网单相接地故障检测方法》根据暂态零序电压和暂态零序电流计算线路的5次谐波分量大小和电容参数的正负特性，以识别单相接地故障，但方法引入电压量且只能识别单相接地故障。申请号为201910909701.X名称为《一种基于弱故障主被动联合检测的配网单相接地保护方法》利用母线零序电压和零序电流能量识别配电网中单相接地故障，但仅适用于单相接地故障且算法复杂。申请号为201810122090.X名称为《一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法》利用负序电流的相位、正序电流的幅值关系进行故障区段定位，主要适用于DG接入的配电网。申请号201510566344.3名称为《一种基于S变换的高压直流输电线路纵联保护方法》、申请号为201210295511.1名称为《基于电压、电流突变方向的高压直流输电线路保护方法》、申请号为 201811098051.7名称为《基于单端电压的多端柔性直流电网直流线路快速保护方法》针对直流线路提出综合利用电压和电流信息的保护方法，但采样率较高。申请号为201810426285.3名称为《一种基于暂态电流相似度的柔性直流配电线路保护方法》、申请号 201810402951.X名称为《一种用于直流输电线路故障电流的暂态能量保护方法》、申请号为202111124892.2名称为《一种基于零模电流相关性的单极接地选线方法》、申请号为201910670794.5名称为《基于MMC的柔性直流电网短路贵族快速检测方法》利用直流线路的暂态电流特征构造保护方法。但是采样率较高，而且由于交流线路的电压、电流呈正弦变化，故障特征更为复杂，因此上述直流保护方案能否直接应用于交流线路有待进一步研究。申请号为201910531594.1名称为《适用于含UPFC输电线路的方向纵联暂态量保护方法》利用同一母线所连保护的高频信息差异识别区内、外故障，考虑到海上交流汇集线路两端母线连接多条馈线，则根据母线所连不同馈线的保护差异特征为构建海上交流汇集线路的保护方法提供了思路。因此，针对双端连接电力电子装置的海上交流汇集线路，本发明提出了海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，能够有效识别区内外故障。

发明内容

本发明为了解决海上交流汇集线路因受两侧电力电子设备控制策略的影响而呈现微弱故障特征，导致常规工频量的交流保护方案存在动作性能下降的问题，提出海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用，其技术方案如下：

海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，用于故障线路的快速准确识别；该方法是基于海上风电经柔直送出系统实现的，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电场、风场集电线路、海上升压站、交流汇集线路、海上换流站、直流海底电缆、陆上换流站、交流系统；所述暂态负序电流能量是通过将一定时间窗内负序电流进行累加而得到，其特征在于：

步骤1，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量S_j(n)；

步骤2，选出同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量最小值 S_r(n)作为基准值；

步骤3，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量与基准值的比值k_j；

步骤4，比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向；

步骤5，根据交流汇集线路两端保护的故障方向判别结果，识别区内、外故障。

优选为：所述步骤1计算同一母线各馈线保护安装处n时刻的负序电流能量S_j(n)：

式中：n为第n个采样时刻，m为第m个采样时刻，Δt为采样周期，T为数据窗长，

为保护j处m时刻的负序电流，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量，表示由n时刻前T数据窗内的所有负序电流累加和值。

优选为：所述步骤2进一步包括如下内容：选出同一母线各馈线保护安装处n时刻的负序电流能量最小值S_r(n)作为基准值：

S_r(n)＝min{S_j(n)}。

式中：S_r(n)为n时刻保护j所连母线各馈线保护安装处中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量。

优选为：所述步骤3计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量与基准值的比值k_j：

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，S_r(n)为 n时刻保护j所连母线各保护中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j 处n时刻的负序电流能量。

优选为：所述步骤4比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向，具体包括：

当保护正方向发生故障时，其暂态负序电流能量大于同一母线所连其他线路的暂态负序电流能量；当保护反方向发生故障时，其暂态负序电流能量小于同一母线所连故障线路的暂态负序电流能量；保护 j处识别故障方向的判据如下：

a)若k_j＞k_set，则保护j判定故障方向为正方向故障；

b)若k_j<k_set，则保护j判定故障方向为反方向故障；

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，k_set为设定阈值，考虑到非故障线路由于线路型号、电压等级基本相同，则非故障线路保护处负序电流能量与基准值基本相同，其比值接近1，故选取阈值k_set＝1.2。

优选为：所述步骤5进一步包括如下内容：

当交流汇集线路的两端保护均识别为正方向故障时，识别故障为区内故障，保护可靠动作；

当交流汇集线路的两端保护中任意一者识别为反方向故障时，向对侧发闭锁信号，识别故障为区外故障，保护可靠不动作。

将上述所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法应用于海上风电交流汇集线路的继电保护系统中。

有益效果：

本发明根据同一母线所连故障线路与非故障线路的负序电流特征差异，构建基于暂态负序电流能量的保护方法，进一步放大故障线路与非故障线路的负序电流特征差异，实现故障线路的快速识别，保护判据动作定值易于整定，具有一定的耐过渡电阻能力，可有效解决交流汇集线路因两端换流器采用负序抑制策略而故障特征微弱导致传统工频量保护的动作性能下降的问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为海上风电经柔直送出系统仿真模型示意图；

图2为f1点故障的负序网络图；

图3为f2点故障的负序网络图；

图4为海上换流站(母线N)各馈线处负序电流能量；

图5为海上升压站(母线M)各馈线处负序电流能量；

图6为海上换流站(母线N)各馈线处负序电流能量比值；

图7为海上换流站(母线M)各馈线处负序电流能量比值。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。本发明提出海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用，下面结合附图和实施例进一步说明本发明。

本发明公开海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法及应用。图1所示海上风电经柔直送出系统是由海上风电场、风场集电线路、海上升压站、交流汇集线路、海上换流站、直流海底电缆、陆上换流站、交流系统组成。暂态负序电流能量是通过将一定时间窗内负序电流进行累加而得到，基于暂态负序电流能量的保护方法用于故障线路的准确识别。

首先以海上风电经柔直系统送出系统中交流汇集线路发生区内、外故障为例，说明负序电流的分布情况，为构建基于暂态负序电流能量的保护方法奠定基础。

图2中海上风电场通过海上升压站将35kV风机出口电压升至 220kV，由交流汇集线路将电能传输至海上换流站。交流汇集线路L1 的海上换流站侧保护为保护2，交流汇集线路L1的海上升压站侧保护为保护1；交流汇集线路L2的海上换流站侧保护为保护4，交流汇集线路L2的海上升压站侧保护为保护3；交流汇集线路L3的海上换流站侧保护为保护6，交流汇集线路L1的海上升压站侧保护为保护5；风场集电线路L4的海上升压站侧保护为保护7；风场集电线路L5的海上升压站侧保护为保护8；风场集电线路L6的海上升压站侧保护为保护9。

当交流汇集线路L1的中点f1点发生不对称故障后，负序电流流通路径如图2中黑色虚线所示，负序电流从故障点出发以分布电容构成回路，对于海上换流站(母线N)侧保护，负序电流在保护2后分流至非故障线路L2、L3和海上换流站交流侧。故障线路L1的保护2、非故障线路L2的保护4、非故障线路L3的保护6、海上换流站交流侧出口处测量到的负序电流关系满足如下关系式：

式中：

分别表示图2中保护2、4、6处负序电流分量，

表示图2中海上换流站交流侧出口负序电流分量。

对于海上升压站(母线M)侧保护，负序电流在保护1后分流至非故障线路L4、L5、L6，各保护安装处测量到的负序电流关系满足如下关系式：

式中：

分别表示图2中保护1、7、8、9处负序电流分量。

因此，当汇集线发生区内故障时，故障点位于汇集线两端保护的正方向，故障点电流以分布电容为通路流向故障线路末端后分流至其他非故障线路中，即故障线路两端保护处测量到的负序电流大于同一母线所连其他非故障线路的负序电流。

图3中海上风电场通过海上升压站将35kV风机出口电压升至 220kV，由交流汇集线路将电能传输至海上换流站。交流汇集线路L1 的海上换流站侧保护为保护2，交流汇集线路L1的海上升压站侧保护为保护1；交流汇集线路L2的海上换流站侧保护为保护4，交流汇集线路L2的海上升压站侧保护为保护3；交流汇集线路L3的海上换流站侧保护为保护6，交流汇集线路L1的海上升压站侧保护为保护5；风场集电线路L4的海上升压站侧保护为保护7；风场集电线路L5的海上升压站侧保护为保护8；风场集电线路L6的海上升压站侧保护为保护9。

当交流汇集线路L1的区外f2点发生不对称故障后，负序电流流通路径如图3中黑色虚线所示，对于海上换流站(母线N)侧保护，负序电流流入母线N所连非故障线路L1、L2、L3，非故障线路的近故障侧保护处测量到的负序电流关系如下关系式：

式中：

表示图3中海上换流站交流侧出口负序电流分量，

分别表示图3中保护2、4、6处负序电流分量。

非故障线路L1、L2、L3的负序电流分析相类似，以线路L1为例，故障电流从非故障线路L1的近故障侧保护2流入后，从远故障侧保护1处流出，对于海上升压站(母线M)侧保护，非故障线路的远故障侧保护1处测量到的负序电流关系仍与f1点故障时类似，为如下关系式：

式中：

分别表示图3中保护1、7、8、9处负序电流分量。

因此，当汇集线发生区外故障时，故障点位于汇集线近故障侧保护的反方向、远故障侧保护的正方向，汇集线的近故障侧保护处测量到的负序电流小于同一母线所连故障线路的负序电流。

由上述分析可知，海上交流汇集线路负序电流在区内、外故障时分布有明显差异，则构建海上风电交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，所述以海上交流汇集线路的暂态负序电流能量方法识别故障线路包括以下步骤：

步骤1，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量S_j(n)；

步骤2，选出同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量最小值 S_r(n)作为基准值；

步骤3，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量与基准值的比值k_j；

步骤4，比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向；

步骤5，根据交流汇集线路两端保护的故障方向判别结果，识别区内、外故障。

所述步骤1计算同一母线各馈线的负序电流能量S_j(n)：

图1中海上风电场通过海上升压站将35kV风机出口电压升至 220kV，由交流汇集线路将电能传输至海上换流站，再经海底电缆接入陆上换流站，最后并入500kV交流系统。如图1所示海上交流汇集线路两端分别连接海上换流站和海上升压站，分别检测海上换流站 (母线N)侧所连线路的保护2、4、6和海上升压站(母线M)侧所连线路的保护7、8、9处测量到的负序电流，将保护j处在m采样时刻测量到的负序电流定义为

并对保护j处在m采样时刻测量到的负序电流在一定时间窗内进行累加得到n时刻的负序电流能量 S_j(n)，则保护j处n时刻的负序电流能量S_j(n)为：

式中：n为第n个采样时刻，Δt为采样周期，T为数据窗长5ms，采样频率为5kHz，

为保护j处m时刻的负序电流，S_j(n)为保护j 处n时刻的负序电流能量，表示由n时刻前T数据窗内的所有负序电流累加和值。

所述步骤2，选出同一母线各馈线的负序电流能量的最小值S_r(n) 作为基准值；

由所述步骤1将得到海上换流站(母线N)侧所连保护2、4、6 处在n时刻的负序电流能量S₂(n)、S₄(n)、S₆(n)和海上升压站(母线M) 侧所连保护7、8、9处在n时刻的负序电流能量S₇(n)、S₈(n)、S₉(n)，对于海上换流站(母线N)所连馈线保护2、4、6处在n时刻的负序电流能量S₂(n)、S₄(n)、S₆(n)进行比较；对于海上升压站(母线M)所连馈线保护7、8、9处在n时刻的负序电流能量S₇(n)、S₈(n)、S₉(n)进行比较。对于海上换流站(母线N)和海上升压站(母线M)分别选出所在母线中所连保护n时刻的负序电流能量最小值S_r(n)作为基准值，负序电流能量基准值S_r(n)为：

S_r(n)＝min{S_j(n)}

式中：，S_r(n)为n时刻保护j所连母线各保护中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量。

所述步骤3，计算同一母线各馈线的负序电流能量S_j(n)与基准值 S_r(n)的比值k_j：

利用海上换流站(母线N)侧所连馈线保护2、4、6处在n时刻的负序电流能量S₂(n)、S₄(n)、S₆(n)与步骤2选出的海上换流站(母线 N)各馈线中负序电流基准值S_r(n)作比值运算，计算得到保护j处负序电流能量与基准值的比值结果。同理，利用海上升压站(母线M)侧所连馈线保护7、8、9处在n时刻的负序电流能量S₇(n)、S₈(n)、S₉(n) 与步骤2选出的海上升压站(母线M)各馈线中负序电流基准值S_r(n) 作比值运算，计算得到保护j处负序电流能量与基准值的比值结果。

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，S_r(n)为 n时刻保护j所连母线各保护中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j 处n时刻的负序电流能量。

所述步骤4比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向：

当交流汇集线路区内发生故障时，故障点位于故障线路两端保护的正方向，故障线路的两端保护处测量到的负序电流均大于同一母线所连其他非故障线路的负序电流，同一母线所连其他非故障线路由于电压等级相同、线路型号相同则负序电流分流基本相同。因此，故障线路的负序电流能量比值将大于同一母线所连非故障线路能量比值。

当交流汇集线路区外发生故障时，故障点位于汇集线近故障侧保护的反方向、汇集线远故障侧保护的正方向，对于汇集线近故障侧保护，其负序电流将小于汇集线近故障侧保护所连母线的故障线路保护处负序电流，因此，汇集线近故障侧保护处负序电流能量比值将小于同一母线所连故障线路保护处负序电流能量比值。

通过上述分析可知，根据同一母线所连故障线路与非故障线路的暂态负序电流能量比值差异情况能够判别出故障方向，因此故障方向的判据如下：

a)若k_j＞k_set，则保护j判定故障方向为正方向故障；

b)若k_j<k_set，则保护j判定故障方向为反方向故障。

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，k_set为设定阈值，考虑到非故障线路由于线路型号、电压等级基本相同，则非故障线路保护处负序电流能量与基准值基本相同，其比值接近1，故选取阈值k_set＝1.2。

所述步骤5根据交流汇集线路的两端保护识别故障方向信息，判断区内、外故障。

当交流汇集线路的两端保护(以海上换流站侧保护2、海上升压站侧保护1为例)均识别为正方向故障时，识别故障为区内故障，保护可靠动作；其中，汇集线的海上升压站侧保护1需借助海上升压站侧风场集电线保护7、8、9的判别结果，二者分别位于母线M的两侧，当海上升压站侧风场集电线保护7、8、9均判为反方向故障时，即汇集线海上升压站侧保护1判为正方向故障。

当交流汇集线路的两端保护中(以海上换流站侧保护2、海上升压站侧保护1为例)任意一者识别为反方向故障时，向对侧发闭锁信号，识别故障为区外故障，保护可靠不动作。其中，汇集线的海上升压站侧保护1需借助海上升压站侧风场集电线保护7、8、9的判别结果，二者分别位于母线M的两侧，当海上升压站侧风场集电线任一保护7、8、9存在判为正方向故障时，即汇集线海上升压站侧保护判为反方向故障。

实施例

图1中，交流汇集线路电压等级为220kV，线路单位长度正序电阻0.0472Ω/km，单位长度正序电感0.3955mH/km，单位长度正序电容0.1673μF/km，单位长度零序电阻0.1186Ω/km，单位长度零序电感0.1042mH/km，单位长度零序电容0.1673μF/km。

当交流汇集线路L1中点f1处发生A相接地故障(如图2所示)，此时海上换流站(母线N)和海上升压站(母线M)各馈线处负序电流能量、负序电流能量比值的仿真波形如图4-7所示。

根据所述步骤1，分别计算海上交流汇集线路两端即海上换流站 (母线N)侧所连线路的保护2、4、6和海上升压站(母线M)侧所连线路的保护7、8、9处测量到的负序电流能量，保护2、4、6处负序电流能量S₂(n)、S₄(n)、S₆(n)分别如图4中实线、点线、虚线所示，保护7、8、9处负序电流能量S₇(n)、S₈(n)、S₉(n)分别如图5中实线、点线、虚线所示。由图4-5可知，对于海上换流站(母线N)侧保护，保护2处负序电流能量明显大于保护4和保护6负序电流能量；对于海上升压站(母线M)侧保护，保护7、保护8和保护9的负序电流能量基本相同。

根据所述步骤2，对于海上换流站侧，选出同一母线各馈线保护中保护6的负序电流能量最小值S₄(n)作为基准值，对于海上换流站侧，选出同一母线各馈线保护中保护7的负序电流能量最小值S₇(n)作为基准值。

根据所述步骤3，对于海上换流站侧，将保护2、4、6处负序电流能量S₂(n)、S₄(n)、S₆(n)分别与基准值S₄(n)作比值运算，得到保护2、 4、6处负序电流能量比值k₂、k₄、k₆分别如图6中实线、点线、虚线所示。对于海上升压站侧，将保护7、8、9处负序电流能量S₇(n)、S₈(n)、S₉(n)分别与基准值S₇(n)作比值运算，得到保护7、8、9处负序电流能量比值k₇、k₈、k₉分别如图7中实线、点线、虚线所示。

根据所述步骤4，对于海上换流站侧，保护2处负序电流能量比值k₂为2.067，保护4、6负序电流能量比值k₄、k₆均为1，将各比值与设定阈值k_set＝1.2进行比较可知：k₂＞k_set、k₄＜k_set、k₆＜k_set，则保护2 判为正方向故障，保护4、6判为反方向故障。对于海上升压站侧，保护7、8、9负序电流能量比值k₇、k₈、k₉均为1，将各比值与设定阈值k_set＝1.2进行比较可知：k₇＜k_set、k₈＜k_set、k₉＜k_set，则保护7、8、9 判为反方向故障。

根据所述步骤5，汇集线的海上升压站侧保护1需借助海上升压站侧风场集电线保护7、8、9的判别结果，二者分别位于母线M的两侧，当海上升压站侧风场集电线保护7、8、9均判为反方向故障时，即汇集线海上升压站侧保护1判为正方向故障。因此，交流汇集线路 L1两端保护(保护2、保护1)均识别为正方向故障，则故障发生在交流汇集线路L1的区内，保护可靠动作，验证了本发明的正确性。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。

Claims (7)

1.海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，用于故障线路的快速准确识别；该方法是基于海上风电经柔直送出系统实现的，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电场、风场集电线路、海上升压站、交流汇集线路、海上换流站、直流海底电缆、陆上换流站、交流系统；所述暂态负序电流能量是通过将一定时间窗内负序电流进行累加而得到，其特征在于：

步骤1，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量S_j(n)；

步骤2，选出同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量最小值S_r(n)作为基准值；

步骤3，计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量与基准值的比值k_j；

步骤4，比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向；

步骤5，根据交流汇集线路两端保护的故障方向判别结果，识别区内、外故障。

2.根据权利要求1所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，其特征在于，所述步骤1计算同一母线各馈线保护安装处n时刻的负序电流能量S_j(n)：

式中：n为第n个采样时刻，m为第m个采样时刻，Δt为采样周期，T为数据窗长,

为保护j处m时刻的负序电流，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量，表示由n时刻前T数据窗内的所有负序电流累加和值。

3.根据权利要求2所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，其特征在于，所述步骤2进一步包括如下内容：选出同一母线各馈线保护安装处n时刻的负序电流能量最小值S_r(n)作为基准值：

S_r(n)＝min{S_j(n)}。

式中：S_r(n)为n时刻保护j所连母线各馈线保护安装处中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量。

4.根据权利要求3所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，其特征在于，所述步骤3计算同一母线各馈线保护安装处的负序电流能量与基准值的比值k_j：

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，S_r(n)为n时刻保护j所连母线各保护中最小的负序电流能量，S_j(n)为保护j处n时刻的负序电流能量。

5.根据权利要求1所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，其特征在于，所述步骤4比较比值k_j与设定阈值k_set的大小关系判别故障方向，具体包括：

当保护正方向发生故障时，其暂态负序电流能量大于同一母线所连其他线路的暂态负序电流能量；当保护反方向发生故障时，其暂态负序电流能量小于同一母线所连故障线路的暂态负序电流能量；保护j处识别故障方向的判据如下：

a)若k_j＞k_set，则保护j判定故障方向为正方向故障；

b)若k_j<k_set，则保护j判定故障方向为反方向故障；

式中：k_j为保护j处负序电流能量与基准值的比值结果，k_set为设定阈值，考虑到非故障线路由于线路型号、电压等级基本相同，则非故障线路保护处负序电流能量与基准值基本相同，其比值接近1，故选取阈值k_set＝1.2。

6.根据权利要求1所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法，其特征在于，所述步骤5进一步包括如下内容：

当交流汇集线路的两端保护均识别为正方向故障时，识别故障为区内故障，保护可靠动作；

当交流汇集线路的两端保护中任意一者识别为反方向故障时，向对侧发闭锁信号，识别故障为区外故障，保护可靠不动作。

7.将权利要求1-6任一所述海上交流汇集线路的暂态负序电流能量保护方法应用于海上风电交流汇集线路的继电保护系统中。

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